На правах рукописи Кожин Владимир Николаевич ОБОСНОВАНИЕ СТЕПЕНИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
реклама
На правах рукописи Кожин Владимир Николаевич ОБОСНОВАНИЕ СТЕПЕНИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа-2006 г. 2 Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан) Научный руководитель кандидат технических наук Тазиев Марат Миргазиянович Официальные оппоненты: доктор технических наук Мерзляков Владимир Филлипович кандидат технических наук Чижов Александр Петрович Ведущая организация: ООО «УфаНИПИнефть» Защита состоится 09.02. 2007г. в 16 00 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.520.020.01. при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-Марта, д.12. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика". Автореферат разослан 08.01. 2007 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор химических наук Д.А. Хисаева 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти на территории России сосредоточены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеотдачи. При этом разработка их сопровождается большим отбором попутно добываемой воды из-за образования конусов подошвенной воды. Поэтому одной из актуальных проблем при разработке таких залежей является вопрос об эффективной степени вскрытия пласта перфорацией, как правило, разделенного на нефтяную, переходную и водонефтяную зоны. Оптимальность вскрытия пласта перфорацией связана с одной стороны с необходимостью предупреждения конусообразования воды, а с другой - обеспечением минимального эффекта снижения продуктивности скважины и потери части подвижных запасов нефти. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы путем разработки теоретических основ совершенствования технологии вскрытия и интенсификации отбора нефти с целью достижения максимальной нефтеотдачи пласта, поэтому актуальность её очевидна. Цель работы. Теоретическими и аналитическими исследованиями технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов. Основные задачи исследований. 1. Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с водонефтяными зонами (ВНЗ), приуроченных к залежам маловязких и высоковязких нефтей. 2. Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, состоящего из нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон. 3. Оптимизация технологий вскрытия пласта с ВНЗ путем моделирования на математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяной зоне при различных значениях проницаемости коллектора, вязкости нефти и эмульсии, насыщенности пластовыми флюидами в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах. 4. Разработка методики расчета технологических показателей разработки залежи путем оптимизации вскрытия пласта перфорацией. 5. Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВНЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть». 4 Методы исследований. Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, математическое моделирование притока двухфазной жидкости из призабойной зоны пласта с ВНЗ путем использования данных геологостатистического анализа. Научная новизна. 1. Путем математического моделирования процесса вытеснения нефти водой на линейной модели пласта, состоящей из нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон установлено, что при соотношении толщины перфорированного нефтяного слоя к общему не более 0,8 снижение коэффициента охвата и коэффициента нефтеотдачи составляет 16-24 %. 2.Показано, что даже при увеличении соотношения толщины водонасыщенного слоя к переходному в 2-4 раза, но при условии степени вскрытия нефтеносной части в пределах 0,4-0,8, время достижения предельной обводненности уменьшается на 25 – 35 %. 3.Показано, что при степени вскрытия нефтенасыщенной части пласта 0,8 и более с увеличением вязкости эмульсии переходного слоя, коэффициент нефтеотдачи пласта уменьшается, причем в зоне максимального значения вязкости принимает закономерность близкую к линейной. 4.Установлено, что при накопленной добыче нефти в долях от максимально возможного для трехслойной модели переходной зоны при соотношении проницаемости первого пропластка к третьему больше 1, увеличивается накопленная добыча жидкости тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка. Основные защищаемые положения. 1. Классификация и группирование вариантов геологического представления призабойной зоны пласта с ВНЗ по нефтеводонасыщенности, с учетом переходной зоны. 2. Методика расчета и оптимизации интервалов вскрытия нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон пласта с учетом вязкости фильтрующихся жидкостей. 3. Методика формирования технологий отбора продукции на базе оптимизированных зон вскрытия пласта с ВНЗ дополнительной перфорацией. Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты диссертационной работы используются при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «Меллянефть». Оптимизация интервалов перфорации проведена в 18 скважинах ОАО «Меллянефть», что позволило получить дополнительно 14182 т нефти с экономическим эффектом 18.6 млн.рублей. 5 Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), ОАО «Меллянефть», Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 19992006 гг.) и ОАО «Юганскнефтегаз» (2001-2005 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.). Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 112 наименований. Работа изложена на 119 страницах, в том числе содержит 9 таблиц, 64 рисунка. Автор выражает благодарность научному руководителю к.т.н. Тазиеву М.М. Краткое содержание работы. Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы. В первой главе рассмотрены состояние изученности исследуемой проблемы. Показано, что водонефтяная зона, характеризуемая как часть нефтяной залежи, расположенная между внутренним и внешним контуром нефтеносности в настоящее время достаточно изучена. Отмечено, что кроме единичных исследователей, изучением этой проблемы занимались большинство ведущих нефтяных и научных центров страны: Татарстана (ТатНИПИнефть, «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, «Башнефть»), Западной Сибири («ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК «Нефтеотдача»). Обобщая результаты исследований различных авторов по опубликованным материалам, отмечается дифференцированный подход к оценке и применению технологий вытеснения нефти и регулирования фильтрационных потоков с оптимальным выбором интервала перфорации. Результаты обобщения многочисленных исследований показали, что водонефтяной контакт (ВНК) не является ярко выраженной поверхностью. В результате воздействия ряда факторов - капиллярных и 6 гравитационных сил, химических реакций, структурных и термодинамических изменений пластовых флюидов в области их контакта, в нефтеносных пластах, подстилаемых подошвенной водой, формируется зона постепенного перехода от нефти к воде с образованием переходной зоны. В зависимости от свойств коллекторов и пластовых флюидов толщина переходной зоны может изменяться от сантиметров до нескольких метров. По С.Д.Пирсону «понятие «водонефтяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области содержащие 100% воды и 100% нефти не существует. Обычно считают, что водонефтяной контакт – это уровень, ниже которого получают 100 % воды». Некоторые считают, что именно в переходной зоне формируется положение водонефтяного контакта (ВНК). Однако мнения специалистов по данному вопросу расходятся, считая формирование ВНК по степени обводненности от 1 до 10-20 %. Наиболее возможно формирование ВНК на уровне толщины остаточной нефтенасыщенности, при которой нефть находится в неподвижном состоянии, то есть относительная проницаемость по нефти равна нулю, но пока по воде она еще меньше единицы. Толщина остаточного нефтенасыщения при этом меняется от нескольких метров для регионов Урало-Поволжья до 10-50 м на месторождениях Западной Сибири. Отмечается, что достоверное определение ВНК важно не только для подсчета запасов нефти и текущего отбора, но и для регулирования процесса разработки месторождения нефти. В соответствии с проведенным анализом публикаций, в диссертационной работе сформулирована следующая цель: путем теоретического и аналитического исследования технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов. Во второй главе приведены исследование и формирование исходной базы данных для изучения гидродинамических характеристик нефтенасыщенной, переходной и водоносной частей пласта. Показано, что в соответствии с поставленной задачей объектом исследования был выбран из множества известных месторождений Урало-Поволжья с ВНЗ бобриковский горизонт Михайловско-Коханского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», в котором водонефтяные зоны представлены терригенными коллекторами большей мощности с формированием переходных зон. Отмечается, что по месторождениям, например, ОАО «Татнефть» изучение данной проблемы представляет определенные трудности, так как залежи с ВНЗ распространяются в большинстве случаев с толщиной до 10 - 15 м. А именно на бобриковском горизонте с 7 терригенными коллекторами Михайловско-Коханского месторождения их представлено по толщине до 30 м, в которых с определенной точностью можно выделить переходную зону. На дату изучения проблемы геологическое строение уточнено по данным эксплуатационного бурения и с учетом детальных геофизических и гидродинамических исследований с выделением нефтенасыщенных, переходных и водоносных интервалов. Так, обобщение результатов геофизических исследований по оценке влияния удельного сопротивления пород (Rп, ом·м) на коэффициент пористости по объектам С1а, С2 Михайловско-Коханского месторождения на базе переоцифрованных и переинтерпретированных данных ГИС по усовершенствованным методикам показало значительный разброс коэффициента пористости от удельного сопротивления пород в нефтенасыщенных, переходных и водоносных зонах (рисунок 1). Полученная информация говорит лишь о том, что в результате математической обработки не установлена четкой связи K П f ( Rп ), а отмечается лишь широкая зона, ограниченная значениями Кп 16-24%. Дальнейшие исследования зависимости коэффициента нефтенасыщенности от Rп для водонасыщенной, нефтенасыщенной и переходной зон показывает на определенную закономерность существования функции K н f ( Rп ) (рисунок 2). Анализ рисунка 2 показал, что в графической зависимости выделяются четыре зоны, которые классифицированы по нефтенасыщенности в зоне I от 75 до 95 %, II зоне от 50 до 75 %, III зоне 30-50 % и IV зоне – менее 30 %. Причем представительность данных в зоне I составляет 73 % всех измерений, в зоне II – 18 %, в зоне III- 6 % и в IV зоне менее 3 %. Зависимость между Кн и Rп, обработанная по методу наименьших квадратов, имеет вид: K н 40 ln Rп0,35 27, где коэффициент корреляции равен R =0,82. Даны рекомендации по использованию зависимости K н f ( Rп ) для выделения границ нефтеводораздела по объекту и 2 единичным скважинам, где нет достаточной информации на основе обобщения K н f ( Rп ) в целом по месторождению. Основной характеристикой для определения нефтеводораздела является параметр удельного сопротивления пород, который для зоны I может быть определен в виде составных сопротивлений пород слагающих зону I, как в зоне, представленной статистически большой выборкой: R I н I I 2 I 3 R I алевр hалевр Rпесч hпесч Rглин hглин 1 2 3 hалевр hпесч hглин И так последовательно RII, RIII, RIV для единичных скважин. 8 I 2 3 R II алевр hалевр R II песч hпесч R II глин hглин RII 1 2 3 hалевр hпесч hглин . 35 30 Кп, % 25 20 15 10 Вода Нефть 5 Нефть-вода 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Рп, Омм Рисунок 1. Зависимость коэффициента пористости от удельного сопротивления нефтеводонасыщенных пласта С1а коллекторов бобриковского горизонта 100 I зона 90 80 Y = 40LN(X)^0.35+27 R2=0.7588 70 II зона Вода Нефть Переходная зона (Нефть-Вода) 50 III зона Кн, % 60 40 IV зона 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Рп, Омм Рисунок 2. Зависимость коэффициента нефтенасыщенности от удельного сопротивления пород для пласта С1а бобриковского горизонта 80 9 Аналогично определяется среднее удельное сопротивление пород по зоне III и IV. Тогда уточнение коэффициента нефтенасыщенности по зоне II на базе большой выборки в зоне I по единичным скважинам производится по формуле K нII.пер K н1 RII и далее по зонам III и IV. R1 Оценим, например, Кн путем анализа представительности пород в зоне I (рисунок 2), состоящего из: песчаника, алевролита, глины с песчаником. Суммарное сопротивление составляет 20 Ом.м, с Кн =0,81, а в зоне II, представленной глинистым песчаником RII = 8 Ом.м. Тогда средняя нефтенасыщенность в зоне II будет K II 81 8 32,4%, а в зоне - III н 20 Кн = 18,6 %. Максимальное значение Кн = 1, соответствующее полностью гидрофобным коллекторам, в которых пленка нефти полностью обволакивает твердые частицы породы, встречаются очень редко. В многочисленных исследованных скважинах максимальное значение Кн равно 0,9, так как подавляющая часть коллекторов гидрофильна, ввиду того, что твердые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Количество воды, содержащейся в породе и называемой неподвижной водой, связанной с поверхностью пор силами молекулярного сцепления, и подвижной воды определяется коэффициентом водонасыщенности. Кроме того, по данным исследований шлама, керна и предварительному заключению геофизиков для сложнопостроенных коллекторов карбонатного девона, иногда и нижнего карбона, например, Муслюмовского месторождения характерна битуминозность насыщения коллекторов. Глубина залегания битуминозных коллекторов изменяется от 1521 м в семилукском до 1736 м в бурегском горизонтах, начальное пластовое давление 16,6 МПа, текущее –15,2 МПа, а пластовая температура 35С – такая же как и в пашийских, но не битуминозных коллекторах. Эффективные коллекторы в них имеют сложную морфологию и являются трещинными. Сопротивление в этих коллекторах имеет очень высокие значения за счет повышения глинистости и битуминозности. Поэтому Кн по мнению многих исследователей, подтвержденный расчетами автора, должен составить 80-90%. Однако четко отбить кровлю и подошву нефтенасыщенности не удается. В связи с этим в данной интерпретации ГИС Кн по бобриковским терригенным коллекторам интерпретировался с учетом высоких сопротивлений в битуминозных коллекторах и их глинистости. В соответствии с зонами обработка большого количества измерений (рисунок 2), позволило в коллекторах значительной мощности с ВНЗ выделить переходные зоны для различных вариантов их представления, что позволило сформировать исходную базу для проведения гидродинамических исследований, подсчитать запасы нефти III 10 в нефтяной, переходной и водоносной зонах пласта. Кроме того, в соответствии с работами института «Гипровостокнефть» (г.Самара) и их переработки автором приведены результаты определения по выбранному объекту остаточной водонасыщенности, пористости и проницаемости, а также коэффициент вытеснения нефти водой. В третьей главе приведены и обобщены теоретические исследования эффективности дренирования продукции скважин с ВНЗ с учетом переходной зоны. Показано, что эффективность вскрытия пласта для единичной или группы скважин может оцениваться укрупненно тремя показателями: определением коэффициента конечной нефтеотдачи, накопленной добычи нефти и жидкости и временем преждевременного (или интенсивного) обводнения. Для определения проектных значений начальных и текущих извлекаемых запасов разработаны и использованы методики, основанные на данных обработки ГИС и ГДИС на базе данных коллектора путем разбивки объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины, и на неперекрещивающиеся многоугольники в областях Вороного, по результатам которых определяются запасы по единичным скважинам. Для определения границ дренирования рассматриваемого объекта исследования определены коэффициенты влияния и взаимовлияния скважин, по численным значениям которых установлены площади дренирования и приведен расчет текущих запасов нефти единичных скважин в ячейке. Таким образом, все необходимые характеристики коллектора для проведения теоретических исследованийсчитаются известными. В соответствии с результатами детальных исследований по разделу 2 для численных исследований принято (рисунок 3): 1. Содержание воды в нефтенасыщенной части – до 10 %. 2. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, так как повсеместно на месторождениях Урало-Поволжья ввиду различия коллекторов по зональной и послойной неоднородности, как правило, геологический разрез продуктивной толщи имеет неоднородность и по толщине пласта. С достаточным обоснованием в соответствии с рисунком 2, промежуточный слой представлен тремя условными пропластками для гидродинамических исследований при следующих параметрах по содержанию нефти и воды: Первый h1п – с содержанием воды от 10 до 30 %. Второй h11п – с содержанием воды от 30 до 60 %. Третий h111п – с содержанием воды от 60 до 95 %. Содержание воды в водоносной части от 95 до 100 %, а толщина переходной зоны hп = h1п + h11п+ hIIIп . 11 Принятая схема разделения пропластков в переходной зоне достаточно хорошо согласуется с реальным разрезом пород в скважинах Михайловско-Коханского месторождения. Стенка скважины hн нефть h 1п Переходный слой пласта h11п h111п вода hвнк Рисунок 3. Схема формирования в водонефтяном пласте переходного слоя Численные исследования гидродинамических характеристик по модели на рисунке 3 проводились при условии, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом. Тогда такое условие соответствует условию применимости в модели "Black oil". Уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости в предположении малости капиллярного давления и незначительности величины гравитационных сил, приняты в виде: P P P S ox o oz o N o mSo Bo* o m o x x z z t t P P P S wx w wz w N w mS w Bw* w m w x x z z t t где Pi p, i Ki i (1) , Bi* i c , N i N i ( x, z, t ) , здесь p - давление в фазах, Ki - проницаемость i-той фазы, i - вязкость i-той фазы, si - насыщенность i-той фазы, m - пористость коллектора, i* коэффициент сжимаемости i-той фазы, c* - упругоемкость скелета пласта, Ni(x,z,t) – толщина объемного источника или стока i - ой фазы, i принимает значения o (нефть) и w (вода). Определены краевые условия, насыщенности, относительные фазовые проницаемости, пористость и проницаемость коллектора. Отдельно по экспериментальным исследованиям оценено влияние вязкости эмульсии. 12 Многочисленные результаты исследований как отечественных, так и зарубежных авторов показывают, об образовании при отдельных критических значениях гидродинамических характеристик фильтрации многофазных жидкостей в призабойной зоне вязких водонефтяных эмульсий. Причем надо отметить, что образование их идет лишь при определенных условиях. Например, для случая при Р заб > Рнас, то есть для случая отсутствия газовой фазы, оно в основном определяется соотношением площади перфорационных отверстий к общей площади фильтрации и скорости истечения жидкости через фильтрационные отверстия. При малых расходах до 3 м3/сут на один метр перфорированной толщины в случае отсутствия газа вероятность образования водонефтяной эмульсии практически ничтожна. Но для режимов с Рзаб< Рнас и при газовом факторе более 30 м3/м3 вязкость водонефтяной эмульсии достаточно высока. Хотя газовая фаза наибольшее влияние оказывает как смешивающаяся фаза больше в перфорированных отверстиях, вязкость водонефтяной эмульсии определяется в основном соотношением объемов нефти и воды в эмульсии. Пользуясь методикой пересчета вязкости нефти, определенной по поверхностным пробам (методика института «ТатНИПИнефть»), была разработана методика определения вязкости эмульсии в пластовых условиях. Построенная по данной методике кривая вязкости эмульсии от водонасыщенности для скважин Михайловско-Коханского месторождения приведена на рисунке 4, которая для моделирования и использования в гидродинамических исследованиях пересчитана в виде следующей эмпирической зависимости вязкости нефти от водонасыщенности для пластовых условий: 1 y , x x b c 1 c 0 0 c (2) 1 c y x x 0 c 1 c 1 c c 1 1 c 1 b c c c c c 1 y0 a c 1 x x0 c 1 e , x x0 b b c c c где у – вязкость эмульсии, х0 – обводненность, доли ед., у0 - вязкость безводной пластовой нефти, постоянные коэффициенты имеют значения: а = 110,76; b = 185,79; с = 2055; х0 = 0,5; μ0 = 1(вязкость воды, мПа.с). 13 120 вязкость нефти, мПа*с 100 80 60 40 20 0 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 водонасыщенность, д.ед. Рисунок 4. Зависимость вязкости нефти от водонасыщенности Гидродинамические исследования проводились на двухслойной профильной модели пласта Lx=100 м, толщина Lz=10 м с извлекаемыми запасами на момент численного исследования 12390 м 3, а его абсолютная проницаемость - K0=1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль x) и поперечной (вдоль z) проницаемостей Kx/Kz=10. Вязкость воды w 1 мПа.с. Вязкость нефти в пластовых условиях 27 мПа.с. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно имели: w 3.7 10 10 Па, o 7.4 10 9 Па, c 4.5 10 10 Па . Пористость – 0.2 д.ед. Начальное пластовое давление p0=1.78107 Па, давление на точке нагнетания воды в пласт (контур ВНК) –p0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.5p0. Кривые ОФП для исследования были использованы модельные, а извлекаемые запасы пересчитаны по нефтесодержанию в пластах. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.). Вначале исследовались фильтрационные характеристики влияния переходного слоя на технологические показатели нефтевытеснения для случая, когда параметры пласта и переходного слоя постоянны. Было рассмотрено варианты перфорации пласта: 1) – 0,1, 2) – 0,2, 3) – 0,3, 4) – 0.4, 5) – 0,5, 6) – 0,6, 7) – 0,7, 8) – 0,8, 9) –1,0 от общей толщины пласта. Необходимо отметить, что для вариантов 1-4 перфорирована только нефтенасыщенная часть пласта, для вариантов 5-6 помимо нефтенасыщенного вскрыта часть пласта с водонефтяной эмульсией. Моделирование процессов фильтрации для различных вариантов перфорации показало, что приток жидкости к забою добывающей скважины сопровождается значительным "размыванием" водонефтяного контакта (рисунок 5). Это происходит в силу того, что возникают 14 различия фильтрационных свойств пластовых флюидов при пуске добывающей скважины в области водонефтяного контакта, так как возникают градиенты давления, которые приводят к проникновению нефти в водонасыщенную часть коллектора. Причем доля проникающей в водонасыщенную часть нефти тем больше, чем больше проницаемость водонасыщенной части пласта. Для частичной же перфорации пласта вторжению воды в нефтенасыщенную часть коллектора вблизи от забоя добывающей скважины способствует явление конусообразования (рисунок 5). Анализ динамики полей насыщенности при различных схемах перфорации в добывающей скважине показал, что при частичной перфорации пласта (нефтенасыщенной его части), даже при равенстве проницаемостей в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, происходит перемещение доли запасов нефти в водонасыщенную область пласта. При этом часть нефти остается фактически потерянной для нефтеизвлечения (рисунок 6). Для оптимизации интервала вскрытия пласта были построены характеристики вытеснения для всех рассмотренных вариантов перфорации. Установлено, что максимальный объем добытой нефти обеспечивает вариант перфорации, при котором вскрывается вся нефтенасыщенная часть пласта (Hprf=0.4). По характеристикам вытеснения наиболее близок к данному варианту вариант с Hprf=0.3. При степени вскрытия пласта 0,3 и более обеспечивается высокий коэффициент охвата заводнением и продукция обводняется более медленно. По динамике дебита к варианту Hprf=0.4 наиболее близок вариант Hprf=0.5, при котором вскрыта также часть пласта с водонефтяной эмульсией. Однако при Hprf=0.5 происходит более быстрое обводнение продукции скважин. При вскрытии же водоносного пласта происходит быстрое и интенсивное обводнение. Исследование влияния изменения вязкости водонасыщенной эмульсии на характеристики вытеснения отмечено с доли воды равной 0,2 (20 %). Установлено, что при росте вязкости водонефтяной эмульсии происходит более быстрое обводнение продукции из пласта и снижается коэффициент нефтеотдачи. При дальнейшем росте вязкости водонефтяной смеси вариант вскрытия 0,3 пласта является более предпочтительным (рисунки 7,8). Исследования влияния на характеристики вытеснения неоднородности коллектора переходной зоны выполнены при следующих условиях. Принято, что нефтенасыщенная часть с содержанием воды 5%, а её толщина равна 4,4 м, с проницаемостью ~ К1. Соотношение проницаемостей коллекторов принято равным нефтенасыщенному с первым промежуточным слоем К1 и третий К3 с водоносным. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, имеет параметры: 15 1.0 1.0 0.1 0.6 0.3 0.4 0.1 0.20.3 0.1 0.20.3 0.6 0.4 0.4 0.4 0.1 0.20.3 0.5 0.4 0.4 2 водонефтяная эмульсия 0.5 0.6 0.5 0.6 0.4 0.5 0.6 0.6 0.5 0.4 0.4 0.4 0.6 0.5 0.5 Z, отн.ед. 0.4 Z, отн.ед. 0.5 0.4 1 нефтенасыщенный слой 0.8 0.3 0.4 0.3 Hperf 0.2 0.3 0.2 0.1 1 нефтенасыщенный слой 0.2 0.8 0.2 0.1 0.4 0.10.2 0.6 0.5 0.3 Hperf 0.5 0.6 0.5 0.6 2 водонефтяная эмульсия0.5 0.5 0.6 0.5 0.6 0.4 0.6 0.5 0.6 3 водонасыщенный слой 0.2 3 водонасыщенный слой 0.2 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 0.2 X, отн.ед. 0.4 0.6 0.8 1.0 X, отн.ед. 0.30 0.30 0.35 1.0 0.45 0.35 Hperf 0.40 0.45 0.40 1 нефтенасыщенный слой 0.8 0.40 0.40 0.45 Z, отн.ед. 0.45 0.50 0.45 0.45 0.50 0.50 0.4 0.45 0.50 0.60 0.65 0.45 0.40 0.50 0.60 0.65 0.6 0.65 3 0.60 0.65 0.55 0.40 0.45 0.45 0.45 0.50 0.50 0.50 0.55 0.45 2 водонефтяная эмульсия 0.60 0.50 0.55 0.60 0.65 0.4 0.55 0.55 0.60 0.65 0.50 0.60 0.65 0.55 0.2 0.50 1 нефтенасыщенный слой 0.40 0.45 0.60 0.65 0.55 0.50 0.55 0.60 0.65 0.50 0.55 0.60 0.65 0.60 0.65 0.55 0.35 0.40 2 водонефтяная эмульсия 0.55 0.55 0.60 Hperf 0.35 0.8 0.40 0.6 0.60 0.65 0.55 0.50 0.35 Z, отн.ед. 1.0 водонасыщенный слой 0.65 3 0.2 0.60 0.65 0.55 водонасыщенный слой 0.65 0.2 0.4 0.6 0.8 0.65 1.0 X, отн.ед. 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 X, отн.ед. 1.0 1.0 Hperf 0.35 0.8 0.40 0.65 0.60 0.55 0.45 0.40 0.45 0.40 Hperf 0.40 0.45 0.50 1 нефтенасыщенный слой 0.45 0.50 0.65 0.60 0.55 1 нефтенасыщенный слой 0.8 0.50 0.40 0.40 0.40 Z, отн.ед. 0.45 0.50 0.55 0.65 0.60 0.55 0.45 0.45 Z, отн.ед. 0.50 0.6 0.50 0.50 0.60 0.4 2 водонефтяная эмульсия 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 3 0.65 0.2 0.55 0.60 0.65 0.55 0.600.50 0.65 0.65 0.60 0.55 водонасыщенный слой 0.6 0.40 0.45 0.45 0.55 0.50 0.45 0.65 0.60 0.55 0.50 0.50 0.60 2 водонефтяная эмульсия 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.55 0.60 0.65 0.4 3 0.65 0.2 0.55 0.50 0.60 0.65 0.65 0.60 0.55 водонасыщенный слой 0.65 0.65 0.2 0.4 0.6 X, отн.ед. 0.8 1.0 0.2 0.4 0.6 X, отн.ед. Рисунок 5. Динамика изменения поля насыщенности. Пласт вскрыт перфорацией с Hprf=0.2 0.8 1.0 16 Первый hIп Проницаемость k1. Второй hIIп Проницаемость k2. Третий hIIIп Проницаемость k3. Водоносная Проницаемость К3. с содержанием воды 20%. Толщина 0,4 м. с содержанием воды 50%. Толщина 0,4 м. с содержанием воды 70%. Толщина 0,4 м. часть с содержанием воды 90%. Толщина 4,4 м. накопленная добыча нефти в долях от максимального значения по вариантам, д.ед. 1 0.9 0.8 0.7 0.6 hperf=0.1 hperf=0.2 hperf=0.3 hperf=0.4 hperf=0.5 hperf=0.6 hperf=0.7 hperf=0.8 hperf=1 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 накопленная добыча жидкости в долях от максимального значения по вариантам, д.ед. Рисунок 6. Характеристики вытеснения для различных вариантов перфорации пласта Рисунок 7. Зависимость времени достижения предельной обводненности от степени вскрытия пласта при различной зависимости вязкости нефти от водонасыщенности 1 17 Рисунок 8. Зависимость коэффициента охвата заводнением от степени вскрытия пласта при при различной зависимости вязкости нефти от водонасыщенности В результате выполненных исследований установлено, что при равенстве проницаемостей всех слоев (К1/К3 = 1), накопленная добыча нефти хотя и является максимальной, но при этом резко растет объем накопленной жидкости, и темп роста тем больше, чем больше проницаемость первого пропластка (рисунок 3). Отмечено, что в этом режиме обеспечивается и наиболее высокий КИН. Несмотря на высокий КИН при равенстве проницаемостей более технологически эффективным следует считать режим, когда нефтенасыщенная часть вскрывается перфорацией с толщинаю не более 60-70 %. В случае условия, когда проницаемость переходного слоя и водоносного будут меньше, чем в нефтенасыщенной, тогда режим эффективного вскрытия будет соответствовать полному вскрытию нефтенасыщенной части пласта. Результаты численных исследований и анализ неоднородности по водонасыщенности в переходной зоне показали, что для условий задачи наилучшие результаты по нефтевытеснению соответствует случай вскрытия пласта «нефтенасыщенная зона + переходная зона». В четвертой главе описаны примеры формирования технологий вскрытия пласта с ВНЗ и результаты внедрения рекомендаций автора. Используя теоретические исследования в 18 разделах 2 и 3 и полученные методические основы формирования технологии вскрытия пласта принимается, что рассматриваемые рекомендации в большей степени направлены на их применимость в разрабатываемых объектах, для которых геологическая и гидродинамическая модели известны, или имеется база по оцифровке и интерпретации ГИС в объеме залежи, а запасы оценивались на основе геологической модели, разработанной автором совместно с НПО "Нефтегазтехнология". Рассмотрим некоторые методические разработки применительно к конкретным объектам, в частности на работу единичных скважин в виде ячейки, приведенной на рисунке 9. Рядом с рассматриваемыми добывающими скважинами находятся нагнетательные скважины (№ 14393 и № 7834 соответственно, рисунок 9), поэтому в качестве внешнего краевого условия рассматривалось равенство пластового давления равного 1,5 от начального пластового давления. Рассматривалась двухслойная профильная модель фильтрации двухфазной жидкости в приближении модели "Black oil". Забойное давление задавалось равным 0,5 от начального пластового давления. Так как для данной задачи гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, то последние в модели не учитывались. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми. Параметры задачи вязкость нефти в пластовых условиях – вязкость воды в пластовых условиях – начальное пластовое давление – o 3.5 мПа.с; w 1 мПа.с; P0 17.5 МПа; Фильтрационные параметры пластов брались по данным ГИС. Рассматриваемые пласты пронумерованы. Модельные относительные фазовые проницаемости заданы в виде: k w* ( s c w )(1 a(1 s)) , k o* (1 s co )(1 bs ) , где a b 1, c w 0.2 , co 0.3 , s - водонасыщенность. 19 B H K Рисунок 9. Блок-диаграмма скважины 7834 с окружающими скважинами Определение оптимального варианта перфорации для добывающей скважины № 7834 Фильтрационные параметры пласта d01a, на которых работает скважина № 7834 приведены в таблице 1. Перемычка между пропластками 1 и 3 рассматривалась как слабо проницаемая с нефтенасыщенностью 0,5 д.ед., сформированная по результатам рисунка 9. Установлено, что переходная зона сформирована между пропластками 1 и 2. 20 Таблица 1 – Параметры коллектора в районе скважины № 7834 Ташлиярской площади Пропласток Нефтенасыщенная толщина, м Абсолютная проницаемость коллектора, Д Пористость, д.ед. Нефтенасыщенность, д. ед. 1 2 3 3,6 1,2 1,4 0,4973 0,00067 0,0067 0,203 0,107 0,107 0,763 0,5 0,3 Рассматривались следующие варианты перфорации скважины № 7834 с учетом работы окружающих скважин 14393, 14392, 14373, 14374: 1. базовый вариант – вскрыто 1,3 м нефтенасыщенной толщины пропластка 1; 2. вскрыт весь пропласток 1 – 3,6 м нефтенасыщенной толщины; 3. вскрыто 4 м пласта – пропласток 1 и 0,4 м пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью. С помощью математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95%. Ниже представлены основные результаты по моделированию выработки запасов нефти в районе скважины № 7834 (рисунок 10). Динамика выработки запасов исследуется по вариантам 1, когда перфорируется 1,3 м пропластка 1, и варианту 3, когда вскрыт весь пропласток 1 и часть (0,4 м) малопроницаемого пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно при 3-ем варианте разработки. Однако, как показывает динамика показателей разработки, при данном варианте разработки происходит более быстрое обводнение нефти. Дальнейшее увеличение интервала перфорации приводит к аналогичному результату. Как показывают расчеты, наиболее оптимальным вариантом разработки скважины № 7834 является вскрытие всего нефтенасыщенного пропластка 1 – вариант 2. При данном варианте дебит по воде выше, чем при базовом (рисунок 10б), но также значительно выше дебит по нефти (рисунок 10а). Вариант 2 обладает лучшими характеристиками вытеснения (рисунок 10г ). 21 200 2 3 500 400 3 2 300 1 200 100 2 3 180 1 600 дебиты по воде по вариантам, отн. ед. дебиты по нефти по вариантам, отн. ед. 700 160 140 1 2 120 3 100 80 1 60 40 20 0 0 20 40 60 80 0 100 120 140 160 180 200 0 20 безразмерное время, отн. ед. 1 3 90 60 80 100 120 140 160 180 200 безразмерное время, отн. ед. a 100 40 2 6000 2 обводненность, % накопленная нефть, отн.ед. 80 1 2 3 70 60 б 7000 50 40 30 5000 3 4000 1 2 3 3000 2000 1 20 1000 10 0 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 безразмерное время, отн. ед. в 0 5000 10000 15000 20000 25000 накопленная жидкость, отн.ед. Рисунок 10. Динамика основных показателей разработки скважины № 7834 для разных вариантов перфорации пласта: а - дебит по нефти, б – дебит по воде, в – обводненность, г – характеристика вытеснения Таким образом, для скважины № 7834 Ташлиярской площади рекомендуется перфорация всего нефтенасыщенного пропластка 1 (3,6м). Результаты внедрения рекомендаций автора по Муслюмовскому месторождению приведены в таблице 2. 30000 г 127 202 213 222 233 327 328 332 333 335 369 370 604 1233 40051 40052 40099 3.7 2.1 6.3 6.6 8.6 3.2 9.9 2 0.6 4.1 9.6 5.4 6.1 5.2 3.4 9.2 0.3 14.1 9.8 11 13.3 13.5 8.4 15.9 13.5 8 10.5 14.5 14.5 24.2 12.5 8.4 23 2.2 73.8 4.2 14.3 70.7 5.7 17 66.5 5.1 78.6 3.3 12 72.7 3.8 9.4 59.6 6.1 42.7 9.9 13 23.7 7.4 13.1 43.5 10.8 50.4 10.3 12.6 18.6 8 14 42.9 6.9 36.3 5.6 11.5 51/3 9.3 11.4 18.4 6.8 61.9 2.5 5.9 57.6 3.6 10.6 66 5.7 37.7 10.7 17.4 38.6 12.3 17.5 29.7 11.7 85.2 1.4 11.2 87.5 1.4 11.2 87.5 1.9 92.5 2.3 9.4 75.8 1.3 8.9 85.4 1.8 61 4 11.5 65 4.9 12.6 61.1 5 33.8 9.6 14.5 33.8 6 11.2 46.4 11.8 62.8 5.4 14.5 62.8 9 10.3 12.6 6 74.8 11.4 31.8 64.1 14.7 26.3 44.1 11.9 58.4 6 14 57.5 9.9 15.8 37.3 6.3 59.5 5 9.9 49.8 4.6 9.2 50 5.8 60 14.4 24 39.8 19.8 23.6 16.1 18.2 86.4 0.7 6.9 89.4 1.7 3 43.3 1.8 Итого дополнительная добыча нефти за счет применения новой схемы перфорации 16 19.3 17.7 12.8 10.1 11.2 16.6 12.2 8 11.8 18.4 8.5 24.7 13.8 10.2 25.2 3.3 68.3 68.5 38.8 46 32.4 48.8 29.7 84.5 77.5 57.9 36.1 29.3 51.8 54.4 43.4 27.7 45.9 14 15 23 6 21 23 22 0 3 13 21 14 22 10 22 22 27 Данные эксплуатации скважины Средние за 6 последних месяцев Данные эксплуатации скважины Средние запериод эффективности ПродолНомер Дебиты, т/сут ОбводненДебиты, т/сут ОбводненДебиты, т/сут ОбводненДебиты, т/сут Обводнен- жительскважины нефти жидкости ность,% нефти жидкости ность,% нефти жидкости ность,% нефти жидкости ность,% ность Таблица 2 -Технологическая эффективность применения схемы перфорации на скважинах Муслюмовского месторождения 746 1250 648 132 759 2224 638 0 45 365 1359 258 339 1132 509 2509 1170 14182 Дополнительная добыча 22 23 Основные выводы и рекомендации 1. На примере бобриковского горизонта Михайловско-Коханского месторождения показано отсутствие четкой корреляционной зависимости пористости коллекторов от их удельного сопротивления. Выделен диапазон изменения величин пористости от 16 до 24 %, имеющий наибольшее распространение среди замеренных данных. 2. Установлена значимая корреляционная зависимость между удельным сопротивлением и коэффициентом нефтеводонасыщенности коллектора, что послужило основанием для разделения его на четыре зоны: К1н =75-95%, К2н = 50-75%, К3н= 30-50%, К4н менее 30%. 3. Разработана научно-методическая основа и математическая модель исследования процесса вытеснения нефти из пласта, состоящего из нефтенасыщенного, переходного и водонасыщенного слоев, путем имитации их вскрытия перфорацией в различных вариантах и установлено: - при соотношении толщин перфорированного нефтенасыщенного слоя и всего пласта не более 0,8 происходит снижение коэффициента охвата вытеснением и коэффициента нефтеотдачи на 15-23 %; - при соотношении толщин первого и третьего пропластков переходной зоны больше единицы, величина накопленной добычи нефти увеличивается тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка. 4. Предложена методика расчета вязкости водонефтяных эмульсий в пластовых условиях, основанная на результатах лабораторных исследований водонефтяных эмульсий путем перевода их значений в пластовые с описанием в виде эмпирических формул. Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях 1.Шашель В.А., Кожин В.Н., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Казакова Т.Г. Методика расчета расположения боковых горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин. Издательство ООО Выбор, Уфа, 2005. – 26 с. 2.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х. , Воронцова Н.А. Методика определения коэффициента глинистости коллекторов в пластах с высокой радиоактивностью. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №3. – С.36-39. 3. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А.., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Основной принцип эффективности технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллекторы. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №2. – С.28-33. 24 4.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №4. –С.39-45. 5.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Астахова А.Н., Казакова Т.Г., Сарваретдинов Р.Г., Муртазина Т.М. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №6.-С.19-25. 6.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Астахова А.Н., Казакова Т.Г., Сарваретдинов Р.Г., Муртазина Т.М. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации БГС для неоднородного по проницаемости пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №6. –С.26-32. 7. Сарваретдинов Р.Г., Воронцова Н.А., Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А. Совершенствование методики определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №6. – С. 72-75. 8. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Мустаева Э.Р. Способы выделения литологически экранированных нефтенасыщенных линз и их разработка на МихайловскоКоханском месторождении. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №8. – С.15-19. 9. Кожин В.Н. О состоянии и перспективе доразработки МихайловскоКоханского месторождения. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №8. – С.22-27. 10. Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М., Гильманова Р.Х., Кожин В.Н., Казакова Т.Г., Ганиев Б.Г. Исследование влияния текущей обводненности коллектора промежуточного слоя с водонефтяными зонами на характеристики вытеснения пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. – С.11-14. 11. Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Казакова Т.Г., Гильманова Р.Х., Ганиев Б.Г. Исследование влияния неоднородности коллектора переходной зоны на характеристики выработанности пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. – С. 17-22. 12. Владимиров И.В., Владимирова И.И., Кожин В.Н., Тазиев М.М., Ганиев Б.Г. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ – 2006.- №11. – С. 26-29. Лицензия № 223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати . .2006 г. Формат 60х84/16 Бумага типографская №1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Уч.изд.л. 1.5 Тираж 100 экз. Заказ № . Отпечатано в типографии ООО "Штайм" Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.
